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Colombia enfrenta incertidumbre por el gas: suben precios, cae la demanda industrial y crecen importaciones mientras nuevos contratos y ofertas intentan aliviar mercado.
La coyuntura del gas natural en Colombia sigue marcada por la incertidumbre.
El país deberá apoyarse cada vez más en las importaciones para abastecer la demanda interna, al menos hasta que antes de 2030 entren en operación los recursos del proyecto Sirius, llamado a convertirse en un pilar de la oferta futura.
Este escenario se cruza con un cambio clave en las reglas del juego, el vencimiento, el pasado 30 de noviembre, de la mayoría de los contratos de suministro de gas natural, lo que dio paso a un nuevo esquema contractual con efectos directos sobre los precios.
Nuevos contratos de gas disparan los precios desde diciembre
Con la entrada en vigencia de los nuevos acuerdos, los precios del gas natural registraron un ajuste significativo. Según datos del Gestor del Mercado de Gas Natural, el precio pasó de rangos entre US$4,7 y US$8,6 por Mbtud (millones de Unidades Térmicas Británicas por día) a niveles de entre US$4,69 y US$11,81 por Mbtud.
El impacto fue inmediato y generalizado. De acuerdo con Sergio Cabrales, docente de la Universidad de los Andes y experto en temas minero-energéticos, más del 75% de los contratos que atendían la demanda nacional vencieron el 30 de noviembre, obligando a renegociaciones con incrementos promedio del 28%.
Como resultado, el precio promedio ponderado del gas subió de US$7,15 por Mbtu en noviembre a US$9,08 en diciembre.
La demanda de gas natural del sector industrial se redujo en más del 40 % en diciembre de 2025, como resultado de la transición hacia otros combustibles sustitutos, entre ellos carbón, GLP, fuel oil y diésel.
Históricamente, la demanda de los industriales no regulados… pic.twitter.com/Pgg8NK3OEH
— Sergio Cabrales (@SergioCabrales) January 13, 2026
Con estas cuentas, Cabrales precisó que uno de los sectores más afectadas por el alza de precios fue el industrial en cuanto a la demanda no regulada. “Ante la escasez de contratos en firme, la demanda industrial de diciembre alcanzó su nivel más bajo de los últimos diez años”.
Agregó que, en diciembre de 2025, la demanda industrial no regulada fue de apenas 181 Gbtud (giga BTU por día), frente a niveles superiores a 300 Gbtud en 2019, lo que implica una contracción superior al 40%.
“La demanda de gas natural del sector industrial se redujo en más del 40% en diciembre de 2025, como resultado de la transición hacia otros combustibles sustitutos, entre ellos carbón, GLP, fuel oil y diésel”, detalló el experto.
Industria, la más golpeada: precios suben 28%
Además, en noviembre de 2025, el precio promedio de los contratos de gas natural para este segmento era de US$6,89 por Mbtud. En diciembre, el valor saltó a US$8,84 por Mbtud, un incremento de 28% en apenas un mes.
El efecto fue una fuerte contracción en la demanda. El consumo de gas de los industriales no regulados cayó 23,7%, al pasar de un promedio de 230,3 Gbtud en noviembre a 184,4 Gbtud en diciembre.
La fotografía es aún más crítica cuando se compara con los niveles previos a la pandemia. En 2019, la demanda industrial no regulada alcanzaba picos de 350,9 Gbtud.
Excluyendo al Grupo Térmico, el gas importado contratado alcanzó 50 GBTUD, equivalente a la máxima capacidad disponible de SPEC.
La terminal de regasificación de SPEC cuenta con una capacidad total de 450 GBTUD, de los cuales 400 GBTUD están asignados al Grupo Térmico (TEBSA,… pic.twitter.com/szSuZKwoCS
— Sergio Cabrales (@SergioCabrales) January 11, 2026
“En la práctica, esto constituye una transición energética en reversa, al tratarse de combustibles con mayores emisiones de dióxido de carbono y material particulado”, advirtió.
La diferencia entre la demanda usual de gas industrial y lo que hoy se cubre con estas fuentes desde 2019 equivale a cerca de 120 Gbtud.
Nuevas ofertas de gas: alivios parciales desde Ecopetrol y la ANH
En medio de este panorama, hay señales de alivio, aunque limitadas en el tiempo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) destacó el potencial de un bloque considerado estratégico para la seguridad energética del país, donde los pozos Mágico-1X y Brujo-1 han mostrado resultados técnicos favorables.
Según la ANH, esta zona confirma una prospectividad gasífera con capacidad de producción cercana a 21 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) desde julio de 2025.
En paralelo, Ecopetrol anunció que entre febrero y mayo pondrá a disposición hasta 68 Gbtud de gas proveniente de los campos Cupiagua, Pauto Sur y Cupiagua Sur, en el piedemonte llanero. El gas se comercializará bajo modalidades en firme y con interrupciones, priorizando la demanda residencial y vehicular.
El cronograma será así: en febrero se ofrecerán 53 Gbtud; en marzo, 68 Gbtud; en abril, 54 Gbtud; y en mayo, 49 Gbtud.
El ajuste contractual ya se siente en los bolsillos desde diciembre de 2025. Los mayores incrementos se registraron en el gas natural vehicular (GNV), con un alza de 55%, seguido por el gas para uso industrial, con 28%, y el residencial, con 14%.
También se observaron aumentos en los segmentos comercial (11%) y petroquímico (12,5%), en línea con la tendencia de precios más altos en los nuevos contratos.
La única excepción fue el sector de refinación. Cabrales explicó que los únicos contratos que bajaron el 1 de diciembre de 2025 fueron los que Ecopetrol vende a sus propias refinerías, cuya tarifa cayó levemente de US$4,72 a US$4,69 por Mbtu.
El telón de fondo es una creciente dependencia del gas importado. En 2025, las importaciones ya representan 17,5% del abastecimiento, muy por encima del 7,5% registrado en 2023.
Fuente: elcolombiano
